การแถลงผลประกอบการไตรมาส 3 ปี 2026 ของ XPLR Infrastructure (XIFR): แนวทางผลประกอบการปี 2027 และความเสี่ยงด้านพลังงานลม

ประเด็นสำคัญ

• XPLR Infrastructure รายงานกำไรก่อนดอกเบี้ย ภาษี ค่าเสื่อมราคา และค่าตัดจำหน่ายที่ปรับปรุงแล้ว (adjusted EBITDA) ประจำไตรมาส 3/2026 ที่ประมาณ 471 ล้านดอลลาร์ และกระแสเงินสดอิสระก่อนการเติบโต (free cash flow before growth) อยู่ที่ 164 ล้านดอลลาร์
• โครงการที่มีอยู่เดิมช่วยเพิ่ม adjusted EBITDA ราว 49 ล้านดอลลาร์เมื่อเทียบเป็นรายปี และเพิ่มกระแสเงินสดอิสระก่อนการเติบโตขึ้น 24 ล้านดอลลาร์ โดยมีสาเหตุหลักมาจากสภาวะลมที่กลับสู่ระดับปกติมากขึ้นและค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานสุทธิที่เอื้ออำนวย
• ขณะนี้ฝ่ายบริหารคาดว่า adjusted EBITDA ตลอดปี 2026 จะอยู่ที่ครึ่งล่างของช่วงคาดการณ์เดิม และกระแสเงินสดอิสระก่อนการเติบโตจะอยู่ที่หรือใกล้กับขอบล่างของช่วงคาดการณ์เดิม
• สำหรับปี 2027 บริษัทคาดว่า adjusted EBITDA จะอยู่ที่ 1.56 พันล้านดอลลาร์ ถึง 1.70 พันล้านดอลลาร์ และกระแสเงินสดอิสระก่อนการเติบโตจะอยู่ที่ 525 ล้านดอลลาร์ ถึง 600 ล้านดอลลาร์
• งานเพิ่มประสิทธิภาพโรงไฟฟ้า (repowering) ที่วางแผนไว้สำหรับปี 2026 เสร็จสิ้นไปแล้วประมาณ 85% นอกจากนี้ XPLR ยังได้ขายสินทรัพย์และสิทธิในการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าประมาณ 400 เมกะวัตต์ในช่วงเดือนสิงหาคมและตุลาคม
• XPLR ได้ไถ่ถอนหุ้นกู้ไม่มีหลักประกันปี 2026 ที่เหลืออยู่อีกประมาณ 33 ล้านดอลลาร์ในเดือนตุลาคม ส่งผลให้ไม่มีหนี้สินภาคองค์กรที่จะครบกำหนดชำระตลอดช่วงที่เหลือของปี 2026

ข้อมูลทางการเงินที่สำคัญ

การเปรียบเทียบในไตรมาสที่สามยังสะท้อนถึงการจำหน่ายสินทรัพย์ที่เสร็จสมบูรณ์ในเดือนกันยายน 2025 ขณะเดียวกัน กระแสเงินสดอิสระก่อนการเติบโตได้รับแรงกดดันจากรายได้ที่ลดลงจากนักลงทุนส่วนทุนภาษี ต้นทุนการจัดหาเงินทุนโครงการที่สูงขึ้นซึ่งเชื่อมโยงกับโปรแกรมเพิ่มประสิทธิภาพโรงไฟฟ้าปี 2025 และการจ่ายดอกเบี้ยภาคองค์กรที่สูงขึ้นจากหุ้นกู้ไม่มีหลักประกันมูลค่าประมาณ 1.75 พันล้านดอลลาร์ที่ออกในเดือนมีนาคม 2025

ผลการดำเนินงานทางธุรกิจและปฏิบัติการ

XPLR ดำเนินการเพิ่มประสิทธิภาพโรงไฟฟ้าที่วางแผนไว้สำหรับปี 2026 เสร็จสิ้นแล้วประมาณ 85% โดยฝ่ายบริหารระบุว่างานที่เหลือมีความคืบหน้าอย่างต่อเนื่องและคาดว่าจะช่วยเพิ่มมูลค่าระยะยาวของพอร์ตโฟลิโอ

บริษัทได้จัดตั้งกิจการร่วมทุนระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ 2 แห่งแรกกับ NextEra Energy Resources ในเดือนกรกฎาคม นอกเหนือจากนี้ ยังได้ขายสินทรัพย์และสิทธิในการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าเพิ่มเติมอีกประมาณ 400 เมกะวัตต์ในเดือนสิงหาคมและตุลาคม

ประมาณ 200 เมกะวัตต์ถูกขายเนื่องจากข้อตกลงระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ โดยคาดว่ารายได้จากการขายจะนำไปใช้สนับสนุนเงินลงทุนสุทธิในส่วนทุนของ XPLR ในโครงการกักเก็บพลังงาน 4 โครงการ ขณะที่รายได้จากการขายอีกประมาณ 200 เมกะวัตต์คาดว่าจะนำไปใช้นำกลับไปลงทุนใหม่ในโครงการที่เกี่ยวข้อง

ฝ่ายบริหารระบุว่า XPLR ถือครองกำลังการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าส่วนเกินจำนวนหลายกิกะวัตต์ โดยบริษัทมีแผนประเมินการขายตรงเพิ่มเติมและโครงสร้างการร่วมลงทุนที่การประเมินมูลค่าและประโยชน์ของการจัดสรรเงินทุนมีความน่าสนใจ

นอกจากนี้ XPLR กำลังหารือเรื่องการขยายสัญญาและการปรับสัญญาให้เหมาะสมที่สุดกับคู่สัญญาที่อาจเกิดขึ้นก่อนที่ข้อตกลงเดิมจะหมดอายุ โดยฝ่ายบริหารระบุว่าโอกาสเหล่านี้อาจช่วยปรับปรุงผลประโยชน์ทางเศรษฐกิจระยะยาวของโครงการและกระแสเงินสดอิสระก่อนการเติบโต แม้ว่าส่วนที่สมทบต่อตัวเลขคาดการณ์ปี 2027 จะเป็นการเพิ่มขึ้นเพียงเล็กน้อยก็ตาม

แนวทางการดำเนินงานจากฝ่ายบริหาร

ฝ่ายบริหารคาดว่า adjusted EBITDA ตลอดปี 2026 จะอยู่ที่ครึ่งล่างของช่วงคาดการณ์ก่อนหน้านี้ ส่วนกระแสเงินสดอิสระก่อนการเติบโตคาดว่าจะอยู่ที่หรือใกล้กับขอบล่างของช่วงคาดการณ์เดิม

แนวโน้มที่ปรับปรุงใหม่สะท้อนถึงทรัพยากรลมและแสงอาทิตย์ในภาคตะวันตกที่อ่อนแอกว่าคาด ซึ่งเป็นพื้นที่ที่ XPLR มีสัญญาซื้อขายไฟฟ้ามูลค่าสูงกว่า นอกจากนี้ยังสมมติฐานว่าทรัพยากรลมจะลดลงอย่างน้อย 3% สำหรับช่วงที่เหลือของปี 2026 เนื่องจากสภาวะเอลนีโญ โดยฝ่ายบริหารประเมินว่าการเปลี่ยนแปลงของการผลิตพลังงานลมทั่วทั้งกลุ่มโรงไฟฟ้าทุกๆ 1% จะส่งผลกระทบต่อ adjusted EBITDA ราว 4 ล้านดอลลาร์ถึง 6 ล้านดอลลาร์ในช่วงที่เหลือของปี 2026

สำหรับปี 2027 XPLR คาดว่า:

• Adjusted EBITDA อยู่ที่ 1.56 พันล้านดอลลาร์ ถึง 1.70 พันล้านดอลลาร์
• กระแสเงินสดอิสระก่อนการเติบโตอยู่ที่ 525 ล้านดอลลาร์ ถึง 600 ล้านดอลลาร์

ขอบล่างของช่วงคาดการณ์ได้รวมผลกระทบที่อาจเกิดขึ้นประมาณ 32 ล้านดอลลาร์ต่อ adjusted EBITDA และ 25 ล้านดอลลาร์ต่อกระแสเงินสดอิสระก่อนการเติบโตจากทรัพยากรลมที่อ่อนแอลง โดยฝ่ายบริหารระบุว่าตัวเลขนี้ตั้งอยู่บนสมมติฐานการผลิตพลังงานลมที่ลดลงราว 5.8% ถึง 6% ซึ่งเชื่อมโยงกับปรากฏการณ์เอลนีโญ โดยกระจุกตัวอยู่ในไตรมาสแรกของปี 2027

ฝ่ายบริหารระบุว่าการหมดอายุสิทธิ์รับเครดิตภาษีจากการผลิตไฟฟ้า (production tax credit) สำหรับสินทรัพย์บางรายการเป็นปัจจัยหลักที่ทำให้คาดว่า adjusted EBITDA ปี 2027 จะลดลง ทั้งนี้ ผลกระทบดังกล่าวถูกชดเชยบางส่วนเมื่อโครงสร้างส่วนทุนภาษีครบกำหนด ซึ่งส่งผลให้สัดส่วนกระแสเงินสดโครงการของ XPLR เพิ่มขึ้นและทำให้โครงสร้างความเป็นเจ้าของเรียบง่ายขึ้น

ตามแนวโน้มปัจจุบัน ฝ่ายบริหารคาดว่ากระแสเงินสดอิสระก่อนการเติบโตปี 2028 จะสอดคล้องกับปี 2027

ความเสี่ยงและประเด็นที่ต้องติดตาม

• ความผันผวนระยะสั้นของลมและแสงอาทิตย์สามารถส่งผลกระทบอย่างมีนัยสำคัญต่อการผลิตไฟฟ้าและรายได้ โดยเฉพาะอย่างยิ่งเมื่อผลผลิตที่ลดลงเกิดขึ้นในภูมิภาคที่มีสัญญาขายไฟฟ้าราคาแพงกว่า
• สภาวะเอลนีโญอาจลดทรัพยากรลมในช่วงที่เหลือของปี 2026 และต่อเนื่องไปจนถึงต้นปี 2027
• ค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานและบำรุงรักษาที่สูงขึ้นได้ถูกรวมเข้าไว้ในแนวโน้มปี 2026 ที่ปรับปรุงใหม่แล้ว
• การหมดอายุสิทธิ์รับเครดิตภาษีจากการผลิตไฟฟ้าคาดว่าจะทำให้ adjusted EBITDA ที่รายงานในปี 2027 ลดลง
• ต้นทุนการจัดหาเงินทุนโครงการและค่าใช้จ่ายดอกเบี้ยภาคองค์กรที่สูงขึ้นยังคงเป็นปัจจัยกดดันกระแสเงินสดอิสระก่อนการเติบโต
• ผลการดำเนินงานในระยะยาวขึ้นอยู่กับส่วนหนึ่งของการควบคุมค่าใช้จ่ายในการดำเนินงานและบำรุงรักษา รวมถึงการดำเนินโอกาสในการปรับสัญญาให้เหมาะสมที่สุด

ประเด็นสำคัญจากการถาม-ตอบกับนักวิเคราะห์

ฝ่ายบริหารระบุว่าสิทธิในการเชื่อมต่อระบบโครงข่ายไฟฟ้าส่วนเกินเปรียบเสมือนออปชันแฝงในพอร์ตโฟลิโอซึ่งปัจจุบันยังไม่สร้างกระแสเงินสด แต่สามารถแปรเป็นเงินได้เมื่อเวลาผ่านไป ช่องทางที่เป็นไปได้ ได้แก่ การขายตรงและการร่วมลงทุนในระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่กับ NextEra Energy Resources

เกี่ยวกับการเก็บรักษาเงินรายได้ในบางโครงการ ฝ่ายบริหารระบุว่าเงินทุนดังกล่าวจะนำไปชดเชยการอัปเกรดระบบควบคุมพื้นที่และโครงสร้างพื้นฐานการสื่อสารที่วางแผนไว้ก่อนหน้านี้ แทนที่จะนำไปใช้เป็นทุนสำหรับรายจ่ายใหม่ที่เพิ่งระบุ

ในประเด็นเรื่องส่วนทุนภาษี ฝ่ายบริหารอธิบายว่าผลกระทบต่อ adjusted EBITDA ปี 2027 ที่คาดไว้เป็นตัวเลขสุทธิซึ่งรวมการชดเชยจากการสมทบของการเพิ่มประสิทธิภาพโรงไฟฟ้าและการปรับเพิ่มขึ้นตามดัชนีของเครดิตภาษีจากการผลิตไฟฟ้าแล้ว ขณะที่กระแสเงินสดได้รับผลกระทบน้อยกว่าเนื่องจากสะท้อนเฉพาะผลประโยชน์ทางเศรษฐกิจของเครดิตภาษีที่ XPLR ได้รับหลังจากการจัดสรรส่วนทุนภาษีของบุคคลที่สาม

ฝ่ายบริหารระบุว่าความอ่อนแอของการผลิตไฟฟ้าในภาคตะวันตกเมื่อเร็วๆ นี้เป็นความผันผวนของทรัพยากรระยะสั้น ไม่ใช่ปัญหาเชิงโครงสร้าง ทั้งนี้ ความคาดหวังระยะยาวโดยทั่วไปตั้งอยู่บนสมมติฐานสภาพอากาศปกติ ขณะที่คาดการณ์ระยะสั้นได้รวมประมาณการเอลนีโญล่าสุดไว้แล้ว

รายงานการประชุมผลประกอบการฉบับเต็ม

บทถอดเสียงฉบับเต็มของการประชุมทางโทรศัพท์ผลประกอบการ

คำชี้แจงจากฝ่ายบริหาร

Operator

Good day, and welcome to the XPLR Infrastructure Third Quarter 2026 Earnings Call and Webcast. [Operator Instructions] Please note, this event is being recorded.

I would now like to turn the conference over to Kanghee Jeon, Director of Investor Relations. Please go ahead.

Kanghee Jeon

Good morning, everyone, and thank you for joining our third quarter 2026 financial results conference call for XPLR Infrastructure. With me this morning are Alan Liu, President and Chief Executive Officer of XPLR Infrastructure; and Jessica Geoffroy, Chief Financial Officer of XPLR Infrastructure. Alan will walk through our business highlights, and Jessica will provide an overview of our financial results. After that, our executive team will be available to answer your questions.

On this call, we'll be making forward-looking statements based on current expectations and assumptions, which are subject to risks and uncertainties. Actual results could differ materially from our forward-looking statements if any of our key assumptions are incorrect or because of other factors discussed in today's earnings news release, in the comments made during this conference call, in the Risk Factors section of the accompanying presentation or in our latest reports and filings with the Securities and Exchange Commission, each of which can be found on our website, www.xplrinfrastructure.com. We do not undertake any duty to update any forward-looking statements.

Today's presentation also includes references to non-GAAP financial measures. You should refer to the information contained in the slides accompanying today's presentation for definitional information and reconciliations of historical non-GAAP measures to the closest GAAP financial measure.

With that, I'll turn the call over to Alan.

Alan Liu

Thank you, Kanghee. Good morning, everyone. Since our last update, the XPLR team has continued to make progress across our key priorities. With repowering, execution remains on track. To date, we have completed approximately 85% of our planned repowerings for 2026. The remaining program is progressing and is expected to enhance the long-term value of our portfolio.

We also remain focused on our previously announced interconnection sales and battery storage co-investment agreement with NextEra Energy Resources. The first two joint ventures formed in July, and we'll continue to work on the remaining projects contemplated under the agreement. XPLR also completed the sales of approximately 400 megawatts of additional interconnection assets and rights to NextEra Energy Resources in August and October. Approximately 200 megawatts were sold in connection with the agreement with proceeds expected to fund a portion of XPLR's net equity investment in the four battery storage projects. Proceeds from the sale of the remaining approximately 200 megawatts are expected to support reinvestment in the underlying projects.

We continue to evaluate opportunities for monetization of interconnection assets and rights where they make economic sense. We view these transactions as an important example of the optionality embedded within our existing portfolio. We are leveraging existing interconnection assets and rights that are already part of our asset base to unlock incremental value and to redeploy capital across the portfolio, including to support reinvestment and incremental investment in storage, while maintaining a disciplined approach to capital allocation and balance sheet management.

We also continue to execute on our previously outlined financial plan by retiring the remaining approximately $33 million balance of our 2026 unsecured notes in October, leaving us with no remaining corporate debt maturities in 2026. Alongside this progress, we are seeing opportunities to enhance the value of our existing assets through contract optimization.

While we expect this opportunity to grow over time as more legacy contracts approach expiration, we are engaging with potential counterparties across multiple markets and evaluating opportunities to extend or optimize contracts where market conditions support attractive economics. We are seeing increasing interest in customers and beginning these discussions well ahead of contract expiration as they evaluate their longer-term power needs. We will remain disciplined in evaluating these opportunities. Our objective is not simply to extend contracts, but to pursue opportunities that can enhance the long-term economics and free cash flow before growth profile of the underlying assets.

With that, let me turn it over to Jessica.

Jessica Geoffroy

Thank you, Alan, and good morning, everyone. Let's turn to XPLR's detailed results. For the third quarter of 2026, XPLR's portfolio generated approximately $471 million in adjusted EBITDA and $164 million in free cash flow before growth.

Existing projects delivered a year-over-year increase of roughly $49 million in adjusted EBITDA and $24 million in free cash flow before growth, primarily reflecting more normalized wind resource compared with the prior year period and a favorable year-over-year comparison on net operating expenses. For free cash flow before growth, these benefits were partially offset by a decline in proceeds from tax equity investors and higher project financing costs related to the funding of our 2025 repowering program.

In addition, results for both adjusted EBITDA and free cash flow before growth reflect the impact of asset dispositions completed in September 2025. Free cash flow before growth was further impacted by higher corporate interest payments on the approximately $1.75 billion of unsecured notes issued in March 2025. Specifically, current quarter results reflect the full semiannual interest payments on those notes, whereas the payments in the prior year comparable quarter included only partial period of related interest expense.

Turning to our financial expectations for 2026. As we approach year-end, we have greater clarity on our full year outlook. We now expect full year adjusted EBITDA to finish in the lower half of our prior guidance range and full year free cash flow before growth to come in at or near the low end of the prior guidance range. There are a number of factors impacting our updated outlook for this year. While average wind and solar resource has been strong across the fleet overall this year, it has been weaker than expected in the West region. Unfavorable generation in the West creates more significant energy revenue reduction because the region contains higher value PPA contracts on a dollar per megawatt hour basis.

Looking to the balance of the year, our outlook also reflects expectations for at least 3% lower wind resource related to El Niño weather conditions. As a reminder, a 1% deviation in wind production across the fleet equates to $4 million to $6 million of adjusted EBITDA for the balance of 2026. In addition, we have incorporated slightly higher expectations for net operating and maintenance expenses for the rest of the year.

Today, we are also introducing our financial expectations for 2027. We expect adjusted EBITDA of $1.56 billion to $1.70 billion and free cash flow before growth of $525 million to $600 million. In establishing these ranges, we have considered a range of potential resource outcomes. The lower end of the ranges contemplates the potential impact from lower wind resource related to El Niño weather conditions anticipated in the first half of next year.

The primary driver of the expected step down in adjusted EBITDA for 2027 as compared to 2026 is the expiration of tax credit eligibility for certain assets within the existing portfolio. The anticipated roll-off of production tax credits reflects the normal maturation of our renewable energy portfolio. These credits were largely allocated to third-party tax equity investors, whose investments provided upfront financing for the projects. As the associated tax equity arrangements mature and investors achieve their targeted returns, we expect to benefit from simplified ownership structures and an increased share of project cash flows, partially offsetting the reduction in reported adjusted EBITDA.

For free cash flow before growth in 2027, the net expected impact from tax credit changes is roughly $25 million. This impact is less than for adjusted EBITDA because free cash flow before growth only reflects the portion of tax credit economics retained by XPLR and its unitholders after tax equity allocations. The year-over-year change in free cash flow before growth also reflects approximately $20 million higher net interest expense.

Looking ahead to 2028, based on our current outlook, we expect free cash flow before growth to be in line with 2027. Beyond that, we believe the underlying characteristics of the business support a durable free cash flow profile over the longer term, with several factors that could create upside from the existing portfolio. We anticipate continued benefits from investments under our existing capital plan as more projects come online.

The portfolio is also well positioned to capitalize on recontracting opportunities that we expect may emerge over the coming years. At the same time, delivering on this performance requires us to continue managing operations and maintenance costs and running the portfolio efficiently. As always, our expectations assume our usual caveats.

In summary, we continue to operate a large diversified portfolio of contracted infrastructure assets that generate meaningful free cash flow before growth. We are executing against the priorities we have previously laid out and are maintaining a disciplined approach to capital allocation and balance sheet management. Looking ahead, our focus remains on strong execution, maintaining financial flexibility, and pursuing opportunities that can enhance the long-term value of the portfolio for XPLR unitholders.

That concludes our prepared remarks, and we will now open the line for questions.

Operator

[Operator Instructions] The first question comes from Julien Dumoulin-Smith from Jefferies.

ช่วงถาม-ตอบ

Anuhea Elliott

This is Anuhea Elliott on for Julien. So following the roughly 400 megawatts of interconnection asset and rights sale completed this year, could you just help quantify the remaining interconnection monetization opportunity across the portfolio? I guess, should we view these additional proceeds as recurring support for battery co-investments and project reinvestment? Or were these transactions more opportunistic?

Alan Liu

I appreciate that question. As we've noted before, XPLR owns multiple gigawatts of surplus interconnections, so we view these as embedded options within the portfolio. They are assets that don't generate cash today and can be over time monetized. And so we're going to continue to evaluate opportunities to monetize these where they make sense. As you've seen, we've demonstrated there's multiple pathways to monetizing them, including the battery storage co-investment opportunity that we've negotiated and collaborated with NEER. We've certainly pursued direct sales where that makes more sense. And so yes, we are going to continue to evaluate opportunities to monetize these assets.

Anuhea Elliott

Great. And then I guess my second question, for 2027 guidance, what brings you guys to the high and low end of the range, particularly with regard to what's assumed for the El Niño impact? You mentioned that you expect lower wind resources, but I guess any other color on the magnitude of that?

Jessica Geoffroy

Sure. It's Jessica. So for 2027, we did give specific sensitivities for lower wind resource on the El Niño front. So we incorporated into the lower end of the range for adjusted EBITDA, approximately $32 million potential impact and $25 million potential impact on the free cash flow before growth side. That equates to roughly 6% lower wind estimate that we have for El Niño in the first half of next year. In the first quarter. Sorry.

Operator

The next question comes from Nelson Ng from RBC Capital Markets.

Nelson Ng

Jessica, just to clarify, so on your El Niño assumptions, like obviously, you baked in some caution for Q4 of this year, but you're expecting from your guidance perspective that El Niño last from Q4 of this year through to Q1 and kind of stops there?

Jessica Geoffroy

Well, we said in the script, right, recall in my prepared remarks, we said in the first half of next year. The number that I quoted the $25 million is an assumption of roughly 5.8% lower wind resource concentrated in the first quarter of next year. Again, these are the best estimates we have at this time for both 2026 and 2027. The portfolio is subject to short-term resource variability, but those are the sort of best numbers that we have at this time in terms of estimate for El Niño impact.

Nelson Ng

Okay. Got it. And then next question just relates to the allocation of the proceeds from the interconnection sales. I know it's not a big number, but $12 million of the proceeds are being allocated to reinvestments in the underlying projects. Can you just clarify whether we should think of this as like organic growth CapEx? Or are you funding some like major maintenance or refurbishment that's needed in some of the underlying projects?

Alan Liu

Nelson, it's Alan. We had some planned upgrades to site controls and communications infrastructure at some of these projects. And so they were already in the plan. The opportunity that came up and to answer an earlier question, it was opportunistic to monetize the surplus interconnects at a attractive valuation. And money, once you've converted that option into cash, it's fungible. We're just planning on leaving the cash at the projects to offset the spending that was already planned.

Nelson Ng

Okay. Got it. And then just one last question. In terms of your guidance, like does the repowering plans and also, I know like the contract expirations are pretty limited in the next year or so. But does that have much of an impact on your guidance for next year? Or is it very incremental?

Alan Liu

In terms of the guidance, it's incremental, but we are bullish on this front. As we mentioned in the remarks, we are seeing traction in customer dialogue of people willing to engage with us on potential recontracting, reoptimization of the existing contracts well in advance of where the existing contract expires. So we're optimistic on this front. And so that we do think that there is incremental opportunity over the next couple of years.

Operator

[Operator Instructions] The next question comes from Anthony Crowdell from Mizuho.

Anthony Crowdell

Just hopefully, two quick questions. One on the tax equity roll-off. You said maturing tax equity gives you a larger share of the project cash flows. So how much of the '27 tax credit hit does that offset? And does that offset grow in '28?

Jessica Geoffroy

Yes. It's Jessica. So if you take a look at that $170 million number on adjusted EBITDA for the 2027 guidance versus 2026, that's a net number. So that's not directly, "Hey, here's the eligibility roll-off specifically for tax credits that came off assets that were expiring from their 10-year period." It's inclusive of the offset on repowering contributions and PTC escalators. So the net impact on adjusted EBITDA accounts for that.

On free cash flow for growth, right, you have a smaller number and a small variability, but you have adjustments for PAYGOs that change as tax equities come off. And then as there are tax equity investors who are effectively bought out of the structure through the allocation of tax credits, then they no longer get that small share of cash flows from the projects that they were getting. So all of that is baked into the expectations in those categories that we've laid out.

Anthony Crowdell

Great. And then just, I think you may have already hit it just on the weak west wind and solar, I think hit your higher-priced PPAs in '26. Is that only weather? Or is there something structural that may impact on your '27?

Alan Liu

I think that was more recent experience in 2026 that Jessica was referring to, right? If you think about our assets in California and WECC, generally much higher PPAs and SVP contracts, right, or contracts. And so this is a reflection of the fact that in the short term, you're going to have variability and it isn't always a direct correlation of overall megawatt hours to how it reflects on revenue, right? It's kind of dependent on which region is impacted by the megawatt hours.

Again, short term, you'll see this variability over the long term, these things even out. And as we provide expectations going forward, generally, we're assuming normal weather. It's just that as we look at El Niño and the information we're seeing, particularly as we're getting up-to-date reports every week on kind of the balance of the year, we felt it was prudent to start to incorporate some of that into the expectations in the short term.

Operator

This concludes our question-and-answer session, and the conference has now concluded. Thank you for attending today's presentation. You may now disconnect.